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EP0831142A1 - Procédé de déshydratation et de dégazolinage d'un gaz, comportant deux étapes complémentaires de régénération du solvant - Google Patents

Procédé de déshydratation et de dégazolinage d'un gaz, comportant deux étapes complémentaires de régénération du solvant Download PDF

Info

Publication number
EP0831142A1
EP0831142A1 EP97402177A EP97402177A EP0831142A1 EP 0831142 A1 EP0831142 A1 EP 0831142A1 EP 97402177 A EP97402177 A EP 97402177A EP 97402177 A EP97402177 A EP 97402177A EP 0831142 A1 EP0831142 A1 EP 0831142A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
solvent
gas
phase
water
contact
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP97402177A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0831142B1 (fr
Inventor
Joseph Larue
Alexandre Rojey
Nicole Doerler
Etienne Lebas
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP0831142A1 publication Critical patent/EP0831142A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0831142B1 publication Critical patent/EP0831142B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

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Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
    • C10G5/04—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas with liquid absorbents

Definitions

  • the invention relates to a method for treating a gas containing methane, at least one higher hydrocarbon and water for the purpose of remove the water and / or extract the higher hydrocarbon (s) therefrom.
  • the method according to the invention advantageously enables the natural gas treatment operations: dehydration and separation of minus part of the condensable hydrocarbons included in the gas natural, within an integrated and optimized process.
  • Petroleum products including natural gas and others gases including hydrocarbons such as refinery gases contain undesirable products for their transport and / or their handling.
  • one of the main constituents to be eliminated is water, which turns out to be a hydrate promoter and which promotes corrosion, in particular when the petroleum product contains acidic compounds such as H 2 S and / or CO 2 . Hydrates can cause clogging of transport pipes and the corrosive action of acid gases contained in natural gas leads to the deterioration of pipes and natural gas processing and distribution facilities, located downstream.
  • the gas treatment may also include a step of extracting higher hydrocarbons, for example a liquid fraction of natural gas (LGN) defined as comprising the LPG fraction and the gasoline fraction (C 5 +).
  • LGN liquid fraction of natural gas
  • the function of this step is either to adjust the hydrocarbon dew point to avoid condensation of a hydrocarbon fraction during gas transport, or to recover an LGN fraction; more valuable than the treated gas.
  • Figure 1 illustrates the process as described in the prior art, when the gas to be treated contains methane, water, at least one hydrocarbon condensable, and possibly acidic compounds. The process is then described as follows.
  • the natural gas to be treated arrives via line 1. A fraction or all of this gas is brought into contact, in the contact zone G1, formed by example by filling with a mixture of solvent and water from of duct 2.
  • the solvent used can be chosen from methanol, ethanol, propanol, methylpropylether, ethylpropylether, dipropylether, methyltertiobutylether, dimethoxymethane, dimethoxyethane and methoxyethanol.
  • the solvent preferably used is methanol.
  • a gaseous phase loaded with solvent is evacuated at the top by the line 3. At the bottom, a substantially aqueous phase is drawn off via line 4 free of solvent.
  • the treatment process can be optimized by adapting the fraction of gas to pass through the contact area G1 and the fraction of gas passing outside this contact zone as a function of the composition of the gas to be treated and the required performance.
  • This option shown in dotted lines in FIG. 1, allows part of the gas to be treated, passing through line 18, to be directly mixed with the gas leaving the contact area via line 3.
  • the fraction of gas not passing through the contact area can be, for example, between 0 and 50% of the quantity of gas to be treated.
  • the overhead gas phase containing water and solvent, is the most often close to saturation. It is cooled in the El exchanger by a refrigerant, so as to cause the condensation of a phase aqueous containing solvent and a liquid hydrocarbon phase. He was shown that the solvent entrained in the gas phase at the exit of the zone of G1 contact may be sufficient to avoid hydrate formation problems associated with the cooling step E1.
  • An addition can be made to the process by line 5 to compensate for losses of solvent in the treated gas, in the liquid hydrocarbon fraction (NGL) and possibly in the water discharged by the conduit 19. Through this conduit 19, a purge current can be established to keep constant the amounts of solvent and water present in the whole circuit.
  • the dehydrated treated gas is evacuated from this balloon through line 7.
  • the two liquid phases resulting from condensation are separated by decantation in the lower part of B1.
  • the aqueous phase formed essentially of water and solvent leaves the balloon B1 via conduit 8.
  • a pump P1 enables said phase to be reinjected aqueous through line 9 in line 2, then in contact zone G1.
  • the hydrocarbon phase essentially consisting of condensable hydrocarbons from natural gas (C 3 +) (possibly containing ethane and dissolved methane) and solvent, can be evacuated to a stabilization and washing circuit via line 10.
  • a heat exchange between the gas coming from the contact zone G1 and the hydrocarbon phase discharged through the pipe 10 can be envisaged. It has not been shown in FIG. 1.
  • a pump P2 makes it possible to send the liquid hydrocarbon phase via line 11 into a stabilization column S1. The purpose of this operation is to separate from said liquid hydrocarbon phase the most volatile components (C 1 and C 2 ), which are removed from the process by line 12.
  • the hydrocarbon phase containing the constituents with a molar mass greater than C 2 is sent, via line 13, to a washing zone with water G2 in order to remove the solvent which it contains.
  • the aqueous phase evacuated from the contact zone G1 by the conduit 4 and at least partially freed from the solvent, is taken up by a pump P3.
  • a fraction of this aqueous phase whose flow is controlled is sent to contact zone G2 via conduit 14.
  • the other fraction is evacuated through line 19.
  • the fraction of the aqueous phase arriving via line 14 ensures washing of the phase hydrocarbon.
  • the solvent having more affinity for water than for the phase hydrocarbon is recovered at least in part in the aqueous phase to the outcome of this step.
  • the aqueous phase containing solvent is evacuated from the contact G2 via line 16. This phase is taken up by pump P4 and injected into the contact area G1. Depending on its solvent concentration, this phase is injected into the contact area G1 through the conduit 17, or injected into line 2, in order to be mixed with the arriving aqueous phase of balloon B1 through line 9.
  • This process has significant advantages over prior techniques. It allows a significant gain in investment as well in space and weight of the installations, which can be particularly advantageous in the context of offshore oil production.
  • the separation of water and solvent by contact with the gas to processing makes it possible to avoid having to carry out a separation by distillation.
  • the method and the installation according to the invention are advantageously used to dehydrate a gas such as natural gas containing water and at least one higher hydrocarbon, as well as to obtain a separation at least partial condensable hydrocarbons.
  • the liquid hydrocarbon phase can be stabilized and / or freed from the solvent it contains.
  • the liquid hydrocarbon phase is sent to a stabilization column.
  • the most volatile compounds in the liquid hydrocarbon phase (C 1 and C 2 ) are removed from the process.
  • the hydrocarbon phase containing the compounds higher than C 2 is subsequently brought into contact with an aqueous phase free of solvent, which can be all or part of the water resulting from stage (d).
  • an aqueous phase free of solvent which can be all or part of the water resulting from stage (d).
  • the hydrocarbon phase free of solvent and the aqueous phase charged with solvent are separated.
  • the hydrocarbon phase is withdrawn.
  • the aqueous phase loaded with solvent is recycled in step (b) and / or in step (d).
  • Figures 2 and 3 show schematically the process according to the invention, namely an improvement of the process as described in the prior art, allowing to reduce the section and / or the height of the contact area G1 by the introduction into the installation of a mixer and a separator located upstream of the contact area G1 and allowing a first exchange between the aqueous solution loaded with solvent and all or part of the gas to be treated.
  • FIG. 2 shows an implementation of the method according to the invention.
  • the aqueous phase loaded with solvent from the separator flask B1 via line 8 is sent by pump P1 in line 9 to a M21 mixer, also connected to the bypass gas supplied by the conduit 18. During the mixing stage, the gas becomes charged with solvent.
  • the two aqueous and gaseous phases are separated in a flask separator B21.
  • the solvent-laden gas issuing from the flask B21 via the conduit 21 is mixed with the gas leaving the contact area G1, then sent by the conduit 3 towards the exchanger E1.
  • the aqueous phase, from balloon B21, is relieved of part of the solvent it contained when leaving the flask B1. It is injected by the conduit 22 at the head of the contact area G1.
  • the solvent concentration of the aqueous phase flowing through line 22 is much lower than that of the solution circulating in the conduit 9. Due to this low concentration, the section and / or height of the contact area G1 will be substantially reduced compared to those necessary in the process such as described in the prior art.
  • the process contains a step of washing the higher hydrocarbons
  • the aqueous phase resulting from washing with conduit 17 can optionally be injected into the contact area G1 or mixed with the aqueous phase in line 22. The choice of point injection of the aqueous phase will be carried out according to its solvent content.
  • all of the gas produced, originating from lines 3 and 18, is sent to the mixer M22.
  • the whole gas product is mixed in the M22 mixer with the charged aqueous solution solvent coming from flask B1 and flowing through line 9.
  • the gas leaving the separation flask B22 via the conduit 23 is directly sent to the exchanger El, while the aqueous phase from the flask B22 through the conduit 24 is injected into the contact area G1.
  • the aqueous phase resulting from washing through the pipe 17 can optionally be injected into the contact area G1 or mixed with the aqueous phase in line 24.
  • the solvent used in the process of the invention can be chosen among methanol, ethanol, propanol, methylpropylether, ethylpropylether, dipropyl ether, methyltertiobutylether, dimethoxymethane, dimethoxyethane and methoxyethanol. We most often use the methanol.
  • Example 1 illustrates a process according to the prior art and the Examples 2 and 3 illustrate the two particular embodiments of the method of the invention.
  • the solvent used for this application is methanol.
  • Half of the gas produced (50%) is injected into the contact zone G1 via line 1, the other half (50%) is directed to the head of the contactor via line 18.
  • Contactor G1 contains structured packing.
  • a recycled aqueous methanol solution is injected at the head of the contactor via line 2 at a temperature of - 25 ° C.
  • an aqueous solution depleted in solvent comes from the contactor through the line 4.
  • This solution contains 160 ppm by mass of methanol. Its flow is 245 kg / h; it corresponds approximately to the amount of water initially contained in the 108 tonnes / h of gas to be treated.
  • bypass gas from the conduit 18 is brought to contact of the aqueous phase loaded with solvent from the separator flask B1 via line 8 in the mixer M21. During this stage of mixing the gas is loaded with solvent.
  • the two aqueous and gaseous phases are separated in a flask separator B21.
  • the solvent-laden gas issuing from the flask B21 via the conduit 21 is mixed with the gas leaving the contact area G1, then sent by the conduit 3 towards the exchanger E1.
  • the aqueous phase from balloon B21 is relieved of part of the solvent it contained when leaving the flask B1. It is injected by the conduit 22 at the head of the contact area G1.
  • the solvent concentration of the aqueous solution is divided by a factor of 2.5 compared to the solution circulating in the conduit 9.
  • Example 2 All else being equal, identical performance to those described in Example 1 are obtained with a column of reduced G1 contact. Indeed, the contact of the aqueous solution partially depleted in solvent by 44% of the gas to be treated is sufficient to exhaust the solution.
  • the methanol concentration of the water coming from the contactor through line 4 is 160 ppm mass, as in example 1.
  • the exhaustion of the solution is obtained using a column of a diameter reduced by 6% compared to the previous example.
  • the weight of steel linked to this reduction in diameter varies in proportion to this reduction.
  • the volume of filling required is therefore also reduced by 12%; however, the packing height is identical to that from example 1.
  • a portion of the gas to be treated is sent to the zone contact G1 through line 1.
  • the gas charged with solvent after contact leaves G1 via line 3. It is mixed with the gas solvent-free bypass in line 18. All of the gas is mixed with the aqueous solution laden with recycled solvent in a M22 mixer. The mixture is sent to the separator flask B22.
  • the solvent concentration of the aqueous solution is divided by a factor of 3.5 compared to the solution circulating in the conduit 9.
  • Example 2 All else being equal, identical performance to those described in Example 1 are obtained with a column of reduced G1 contact. Indeed, the contact of the aqueous solution partially depleted in solvent by 31% of the gas to be treated is sufficient to exhaust the solution.
  • the methanol concentration of the water coming from the contactor through line 4 is 160 ppm by mass, as in example 1.
  • the exhaustion of the solution is obtained using a column of a diameter reduced by 21% compared to Example 1.
  • the weight of steel linked to this reduction in diameter varies in proportion to this reduction.
  • the volume of filling required is therefore also reduced by 38%; however, the packing height is identical to that from example 1.
  • Example 1 The comparison of Example 1 according to the prior art, on the one hand, and Examples 2 and 3 according to the invention, on the other hand, demonstrate that the process according to the invention allows a significant reduction in the cross-section of the contact area, and thereby the resulting bulk and weight by this equipment, as well as the packing volume necessary for a gas treatment operation.
  • the process according to the invention offers the advantage of being less costly in investment than the methods described in the prior art, by the double reduction of the contactor section and the volume of packing necessary for operations.

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Abstract

Procédé de traitement d'un gaz contenant du méthane, au moins un hydrocarbure supérieur et de l'eau, pour en éliminer l'eau et en extraire le (ou les) hydrocarbure(s) supérieur(s), dans lequel : a) on sépare le gaz à traiter en deux flux (1) et (2) ; b) on met en contact au moins le flux (2) avec une phase liquide recyclée renfermant de l'eau et un solvant, de manière à obtenir une phase liquide aqueuse appauvrie en solvant et une phase gazeuse chargée en solvant ; c) on sépare la phase aqueuse appauvrie en solvant et la phase gazeuse chargée en solvant ; d) on met en contact ladite phase aqueuse appauvrie en solvant un des flux de gaz exempt de solvant défini en (a), le solvant étant extrait de la phase aqueuse appauvrie par le gaz, et on recueille une phase gazeuse riche en solvant et une phase liquide aqueuse régénérée ; e) on mélange la phase gazeuse soit à la phase gazeuse issue de l'étape (b) soit au flux (2) en amont de l'étape de contact (b) ; f) on refroidit la phase gazeuse issue du mélange de manière à la condenser partiellement en une phase aqueuse contenant du solvant et une phase hydrocarbure et à produire le gaz traité, débarrassé au moins en partie de l'eau et des hydrocarbures supérieurs qu'il contenait ; g) on sépare par décantation lesdites phase aqueuse et phase hydrocarbure issues de l'étape (f) ; et h) on recycle ladite phase aqueuse contenant du solvant à l'étape (b). <IMAGE>

Description

L'invention concerne un procédé de traitement d'un gaz contenant du méthane, au moins un hydrocarbure supérieur et de l'eau dans le but d'en éliminer l'eau et / ou d'en extraire le (ou les) hydrocarbure(s) supérieur(s).
Le procédé selon l'invention permet de réaliser avantageusement les opérations de traitement d'un gaz naturel : déshydratation et séparation d'au moins une partie des hydrocarbures condensables inclus dans le gaz naturel, au sein d'un procédé intégré et optimisé.
Les produits pétroliers et notamment le gaz naturel ainsi que d'autres gaz comprenant des hydrocarbures tels que les gaz de raffinerie contiennent des produits indésirables pour leur transport et/ou leur manipulation.
Parmi ces produits, l'un des principaux constituants à éliminer est l'eau, qui se révèle être un promoteur d'hydrates et qui favorise la corrosion, en particulier lorsque le produit pétrolier contient des composés acides tels que H2S et/ou CO2. Les hydrates peuvent provoquer le bouchage des conduites de transport et l'action corrosive des gaz acides contenus dans un gaz naturel entraíne la détérioration des conduites et des installations de traitement et distribution du gaz naturel, situées en aval.
Ces deux phénomènes ont des conséquences extrêmement pénalisantes, pouvant conduire à l'arrêt de production d'hydrocarbures.
Le traitement du gaz peut également comprendre une étape d'extraction des hydrocarbures supérieurs, par exemple une fraction liquide de gaz naturel (LGN) definie comme comprenant la fraction GPL et la fraction gazoline (C5+). Cette étape a pour fonction soit d'ajuster le point de rosée hydrocarbures pour éviter la condensation d'une fraction hydrocarbure au cours du transport du gaz, soit de récupérer une fraction LGN; plus valorisable que le gaz traité.
Pour assurer le traitement du gaz naturel, différents procédés sont décrits dans l'art antérieur.
Dans le brevet français FR-B-2 605 241, il est déjà décrit un procédé de traitement faisant appel à un solvant physique réfrigéré et permettant de réaliser l'ensemble des opérations de traitement du gaz naturel : déshydratation, seule ou associée à l'extraction des hydrocarbures supérieurs et/ou la désacidification de ce gaz, s'il contient des composés acides.
Dans le brevet français FR-B-2 636 857, il est montré que lorsque le procédé comprend une étape de séparation des hydrocarbures supérieurs (LGN), la récupération du solvant peut être améliorée par la mise en oeuvre d'une étape de lavage des hydrocarbures liquides par l'eau issue de la déshydratation du gaz.
Des applications d'un tel procédé sont discutées par exemple dans la publication "IFPEXOL for Environmentally Sound Gas Processing" de J. Larue, A. Minkkinen et S. Patel, presentée à la 71ème Convention du "GPA", en Mars 1992 à Anaheim en Californie (USA).
La publication "lntegrated Natural Gas Treatment : Gained Industrial Experience with IFPEXOL Process" de S. Patel, A. Minkkinen, J. Larue et J.F. Levier presentée à l'IGCR 95 à Cannes (France) en Novembre 1995, décrit notamment la façon de laver à l'eau la phase d'hydrocarbure liquide afin de récupérer au moins en partie le solvant qu'elle contient.
La Figure 1 illustre le procédé tel que décrit dans l'art antérieur, lorsque le gaz à traiter contient du méthane, de l'eau, au moins un hydrocarbure condensable, et éventuellement des composés acides. Le procédé est alors décrit comme suit.
Le gaz naturel à traiter arrive par le conduit 1. Une fraction ou la totalité de ce gaz est mise en contact, dans la zone de contact G1, formée par exemple par un garnissage, avec un mélange de solvant et d'eau provenant du conduit 2.
Le solvant utilisé peut être choisi parmi le méthanol, l'éthanol, le propanol, le méthylpropyléther, l'éthylpropyléther, le dipropyléther, le méthyltertiobutyléther, le diméthoxyméthane, le diméthoxyéthane et le méthoxyéthanol. Le solvant préférentiellement utilisé est le méthanol.
Une phase gazeuse chargée de solvant est évacuée en tête par le conduit 3. En fond, on soutire par le conduit 4 une phase aqueuse substantiellement débarrassée de solvant.
Il est à noter que le procédé de traitement peut être optimisé en adaptant la fraction de gaz devant passer dans la zone de contact G1 et la fraction de gaz passant en dehors de cette zone de contact en fonction de la composition du gaz à traiter et des performances requises. Cette option, représentée en pointillé sur la Figure 1, permet à une partie du gaz à traiter, passant par le conduit 18, d'être directement mélangée au gaz sortant de la zone de contact par le conduit 3. La fraction de gaz ne passant pas dans la zone de contact peut être comprise, par exemple, entre 0 et 50 % de la quantité de gaz à traiter.
La phase gazeuse de tête, contenant de l'eau et du solvant, est le plus souvent proche de la saturation. Elle est refroidie dans l'échangeur El par un fluide frigorigène, de manière à provoquer la condensation d'une phase aqueuse contenant du solvant et d'une phase hydrocarbure liquide. Il a été montré que le solvant entraíné en phase gazeuse à la sortie de la zone de contact G1 peut suffire à éviter les problèmes de formation d'hydrates liés à l'étape de refroidissement El. Un appoint peut être apporté au procédé par le conduit 5 pour compenser les pertes de solvant dans le gaz traité, dans la fraction hydrocarbure liquide (LGN) et éventuellement dans l'eau rejetée par le conduit 19. Par ce conduit 19, un courant de purge peut être établi pour maintenir constantes les quantités de solvant et d'eau présentes dans l'ensemble du circuit.
Le mélange de phases gazeuse et liquides ainsi obtenu sort de l'échangeur E1 par le conduit 6. Les deux phases liquides et la phase gazeuse sont séparées dans un ballon B1.
Le gaz traité déshydraté est évacué de ce ballon par le conduit 7. Les deux phases liquides issues de la condensation se séparent par décantation dans la partie basse de B1.
La phase aqueuse formée essentiellement d'eau et de solvant sort du ballon B1 par le conduit 8. Une pompe P1 permet de réinjecter ladite phase aqueuse par le conduit 9 dans le conduit 2, puis dans la zone de contact G1.
La phase hydrocarbure, formée essentiellement des hydrocarbures condensables du gaz naturel (C3+) (contenant éventuellement de l'éthane et du méthane dissous) et de solvant, peut être évacuée vers un circuit de stabilisation et de lavage par le conduit 10. À ce stade du procédé, un échange de chaleur entre le gaz issu de la zone de contact G1 et la phase hydrocarbure évacuée par le conduit 10 peut être envisagé. Il n'a pas été représenté sur la Figure 1. Une pompe P2 permet d'envoyer la phase hydrocarbure liquide par le conduit 11 dans une colonne de stabilisation S1. Le but de cette opération est de séparer de ladite phase hydrocarbure liquide les composants les plus volatils (C1 et C2), qui sont évacués hors du procédé par le conduit 12. La phase hydrocarbure contenant les constituants de masse molaire supérieure à C2 est envoyée, par le conduit 13, dans une zone de lavage à l'eau G2 afin d'éliminer le solvant qu'elle contient.
La phase aqueuse, évacuée de la zone de contact G1 par le conduit 4 et débarrassée au moins en partie du solvant, est reprise par une pompe P3. Une fraction de cette phase aqueuse dont le débit est contrôlé est envoyée à la zone de contact G2 par le conduit 14. L'autre fraction est évacuée par le conduit 19.
Dans cette zone de contact G2, la fraction de la phase aqueuse arrivant par le conduit 14 permet d'assurer le lavage de la phase hydrocarbure. Le solvant ayant plus d'affinité pour l'eau que pour la phase hydrocarbure est récupéré au moins en partie dans la phase aqueuse à l'issue de cette étape.
La phase hydrocarbure liquide, débarrassée de la majeure partie du solvant qu'elle contenait à l'entrée de la zone de contact G2, est évacuée par le conduit 15.
La phase aqueuse contenant du solvant est évacuée de la zone de contact G2 par le conduit 16. Cette phase est reprise par la pompe P4 et injectée dans la zone de contact G1. Selon sa concentration en solvant, cette phase est injectée dans la zone de contact G1 par le conduit 17, ou injectée dans le conduit 2, afin d'être mélangée à la phase aqueuse arrivant du ballon B1 par le conduit 9.
Ce procédé présente des avantages importants par rapport aux techniques antérieures. Il permet un gain significatif en investissement ainsi qu'en encombrement et poids des installations, ce qui peut être particulièrement avantageux dans un contexte de production d'hydrocarbures en mer. En outre, la séparation de l'eau et du solvant par le contact avec le gaz à traiter permet d'éviter d'avoir à réaliser une séparation par distillation.
Il est apparu néanmoins possible d'aboutir à des gains supplémentaires en investissements, encombrement et poids et en frais opératoires liés au traitement du gaz, en opérant selon le procédé de l'invention.
Le procédé et l'installation selon l'invention sont avantageusement utilisés pour déshydrater un gaz tel que le gaz naturel comportant de l'eau et au moins un hydrocarbure supérieur, ainsi que pour obtenir une séparation au moins partielle des hydrocarbures condensables.
D'une manière générale, le procédé de l'invention peut être défini comme comprenant les étapes suivantes :
  • a) on sépare le gaz à traiter en deux flux (1) et (2). La fraction de gaz présente dans le flux (2) peut représenter de 25 à 95 % du gaz à traiter ; elle représentera de préférence de 30 à 50 % de la totalité du gaz ;
  • b) on met en contact au moins le flux (2) avec une phase liquide recyclée renfermant à la fois de l'eau et un solvant consistant en général en un composé organique non hydrocarbure, normalement liquide, autre que l'eau, au moins partiellement miscible à l'eau et distillable à une température inférieure à la température de distillation de l'eau. Au cours de cette étape, le solvant passe préférentiellement dans le gaz. Au sortir de cette zone de contact, on obtient une phase liquide aqueuse appauvrie en solvant, par comparaison avec phase liquide recyclée, et une phase gazeuse chargée en solvant.
  • c) on sépare la phase aqueuse appauvrie en solvant et la phase gazeuse chargée en solvant ;
  • d) on met en contact la phase aqueuse appauvrie en solvant avec le flux (1) de gaz à traiter exempt de solvant dans une zone de contact, le solvant residuel est extrait de phase aqueuse appauvrie par le gaz. et une phase gazeuse riche en solvant et une phase liquide aqueuse régénérée sont issues de cette étape ;
  • e) on mélange la phase gazeuse riche en solvant issue de l'étape (d) soit à la phase gazeuse chargée en solvant issue de l'étape (b), soit au flux de gaz (2) exempt de solvant en amont de l'étape (b) ;
  • f) on refroidit la phase gazeuse issue du mélange, de manière à condenser partiellement une phase aqueuse et une phase hydrocarbure, contenant toutes deux du solvant, et à produire le gaz traité, débarrassé au moins en partie de l'eau et des hydrocarbures supérieurs qu'il contenait ;
  • g) on sépare la phase aqueuse et la phase hydrocarbure issues de l'étape (f) par décantation ; et
  • h) on recycle la phase aqueuse riche en solvant à l'étape (b) du procédé.
    • Si cela est nécessaire, la phase liquide hydrocarbure peut être stabilisée et/ou débarrassée du solvant qu'elle contient. Pour ce faire, la phase hydrocarbure liquide est envoyée dans une colonne de stabilisation. Au cours de l'étape de stabilisation, les composés les plus volatils de la phase liquide hydrocarbure (C1 et C2) sont évacués hors du procédé. La phase hydrocarbure contenant les composés supérieurs à C2 est ultérieurement mise en contact avec une phase aqueuse exempte de solvant, qui peut être tout ou partie de l'eau issue de l'étape (d). À l'issue de ce contact, qui peut être réalisé par exemple dans un mélangeur statique, la phase hydrocarbure exempte de solvant et la phase aqueuse chargée de solvant sont séparées. La phase hydrocarbure est soutirée. La phase aqueuse chargée de solvant est recyclée à l'étape (b) et/ou à l'étape (d).
    Les avantages et caractéristiques de l'invention apparaítront mieux à la lecture des descriptions données à titre d'exemples de réalisation, dans le cadre d'applications, nullement limitatives, au traitement du gaz naturel, en se référant aux dessins annexés.
    Les Figures 2 et 3 schématisent le procédé selon l'invention, à savoir une amélioration du procédé tel que décrit dans l'art antérieur, permettant de diminuer la section et/ou la hauteur de la zone de contact G1 par l'introduction dans l'installation d'un mélangeur et d'un séparateur situés en amont de la zone de contact G1 et permettant un premier échange entre la solution aqueuse chargée de solvant et tout ou partie du gaz à traiter.
    La Figure 2 présente une mise en oeuvre du procédé selon l'invention.
    La phase aqueuse chargée en solvant issue du ballon séparateur B1 par le conduit 8 est envoyée par la pompe P1 dans le conduit 9 jusqu'à un mélangeur M21, également connecté au gaz de by-passe amené par le conduit 18. Au cours de l'étape de mélange, le gaz se charge de solvant. Les deux phases aqueuse et gazeuse sont séparées dans un ballon séparateur B21.
    Le gaz chargé de solvant issu du ballon B21 par le conduit 21 est mélangé au gaz sortant de la zone de contact G1, puis envoyé par le conduit 3 vers l'échangeur E1.
    La phase aqueuse, issue du ballon B21 est soulagée d'une partie du solvant qu'elle contenait au sortir du ballon B1. Elle est injectée par le conduit 22 en tête de la zone de contact G1. La concentration en solvant de la phase aqueuse circulant par le conduit 22 est bien inférieure à celle de la solution circulant dans le conduit 9. Du fait de cette faible concentration, la section et/ou la hauteur de la zone de contact G1 seront sensiblement réduites par rapport à celles qui sont nécessaires dans le procédé tel que décrit dans l'art antérieur. Si le procédé contient une étape de lavage des hydrocarbures supérieurs, la phase aqueuse issue du lavage par le conduit 17 peut éventuellement être injectée dans la zone de contact G1 ou mélangée à la phase aqueuse dans le conduit 22. Le choix du point d'injection de la phase aqueuse sera effectué selon sa teneur en solvant.
    Une quantité moindre de solvant devant passer de la phase aqueuse à la phase gazeuse au cours de l'étape de contact dans la zone G1, la taille de l'équipement utilisé pour ce contact est significativement réduite.
    Un autre mode de réalisation du procédé de l'invention est décrit ci-après en liaison avec la Figure 3.
    Selon ce mode de réalisation, l'ensemble du gaz produit, issu des conduits 3 et 18, est envoyé dans le mélangeur M22. L'ensemble du gaz produit est mélangé, dans le mélangeur M22, à la solution aqueuse chargée en solvant provenant du ballon B1 et circulant par le conduit 9. Le gaz sortant du ballon de séparation B22 par le conduit 23 est directement envoyé à l'échangeur El, alors que la phase aqueuse issue du ballon B22 par le conduit 24 est injectée dans la zone de contact G1. Comme décrit précédemment, si le procédé contient une étape de lavage des hydrocarbures supérieurs, la phase aqueuse issue du lavage par le conduit 17, peut éventuellement être injectée dans la zone de contact G1 ou mélangée à la phase aqueuse dans le conduit 24.
    Le solvant mis en jeu dans le procédé de l'invention peut être choisi parmi le méthanol, l'éthanol, le propanol, le méthylpropyléther, l'éthylpropyléther, le dipropyléther, le méthyltertiobutyléther, le diméthoxyméthane, le diméthoxyéthane et le méthoxyéthanol. On utilise le plus souvent le méthanol.
    L'Exemple 1 suivant illustre un procédé selon l'art antérieur et les Exemples 2 et 3 illustrent les deux modes particuliers de réalisation du procédé de l'invention.
    EXEMPLE 1
    Dans cet exemple, on procède selon l'art antérieur représenté par la Figure 1. Un gaz naturel est produit sur site, à une pression de 6 MPa et une température de 50°C ; sa composition est donnée dans le tableau 1 et il est saturé en eau (teneur en eau à l'entrée du procédé environ 6000 ppm mole). Son débit est de 108tonnes/h, ce qui correspond à une production de 3,0 MNm3/jour.
    Composition % Poids
    N2 1,6
    CO2 3,4
    Méthane 70,4
    Éthane 11,6
    Propane 6,9
    Butane 3,7
    Pentane 1,4
    C6+ 1,0
    Le solvant utilisé pour cette application est le méthanol.
    La moitié du gaz produit (50 %) est injectée dans la zone de contact G1 par le conduit 1, l'autre moitié (50 %) est dirigée en tête du contacteur par le conduit 18. Le contacteur G1 contient un garnissage structuré. Une solution aqueuse de méthanol recyclée est injectée en tête du contacteur par le conduit 2 à une température de - 25°C. À l'issue de l'étape de contact, une solution aqueuse appauvrie en solvant est issue du contacteur par le conduit 4. Cette solution contient 160 ppm en masse de méthanol. Son débit est de 245 kg/h; il correspond approximativement à la quantité d'eau initialement contenue dans les 108 tonnes/h de gaz à traiter.
    Le gaz contenant le méthanol est dirigé vers l'échangeur E1 par le conduit 3. Il reçoit, par le conduit 5, un appoint de 40 kg/h de méthanol. Après l'échangeur E1, sa température est de - 25°C. Le ballon B1 permet de séparer :
    • un flux de 99 500 kg/h de gaz traité, contenant une teneur résiduelle en eau de 14 ppm mole, soit 10,5 kg/MNm3;
    • un flux de 616 kg/h d'eau chargée de méthanol, qui est recyclé vers la zone de contact G1 ; et
    • un flux de 8400 kg/h de phase hydrocarbure condensée (LGN) qui peut éventuellement être stabilisée, puis lavée afin d'être débarrassée du solvant qu'elle contient, avant valorisation.
    EXEMPLE 2
    Dans cet exemple, le gaz naturel, produit sur site, dans les conditions de pression, température, débit et composition décrites dans l'exemple 1, est traité selon le procédé de l'invention décrit dans la Figure 2. Dans cet exemple encore, le solvant utilisé est le méthanol.
    Dans cet exemple, le gaz de by-passe issu du conduit 18 est mis au contact de la phase aqueuse chargée en solvant issue du ballon séparateur B1 par le conduit 8 dans le melangeur M21. Au cours de cette étape de mélange le gaz se charge de solvant.
    Les deux phases aqueuse et gazeuse sont séparées dans un ballon séparateur B21.
    Le gaz chargé de solvant issu du ballon B21 par le conduit 21 est mélangé au gaz sortant de la zone de contact G1, puis envoyé par le conduit 3 vers l'échangeur E1.
    La phase aqueuse issue du ballon B21 est soulagée d'une partie du solvant qu'elle contenait au sortir du ballon B1. Elle est injectée par le conduit 22 en tête de la zone de contact G1.
    De par le premier contact entre le gaz et la solution riche en solvant dans le mélangeur M21, la concentration en solvant de la solution aqueuse est divisée par un facteur 2,5 par rapport à la solution circulant dans le conduit 9.
    Toutes choses étant égales par ailleurs, des performances identiques à celles décrites dans l'exemple 1 sont obtenues avec une colonne de contact G1 réduite. En effet, le contact de la solution aqueuse partiellement appauvrie en solvant par 44 % du gaz à traiter suffit à l'épuisement de la solution.
    Lorsque 56 % du gaz est by-passé, la concentration en méthanol de l'eau issue du contacteur par le conduit 4 est de 160 ppm masse, comme dans l'exemple 1.
    L'épuisement de la solution est obtenu en utilisant une colonne d'un diamètre réduit de 6 % par rapport à l'exemple précédent. Le poids d'acier lié à cette diminution de diamètre varie en proportion de cette réduction.
    Le volume de garnissage nécessaire est lui aussi conséquemment réduit, de 12 % ; en revanche, la hauteur de garnissage est identique à celle de l'exemple 1.
    EXEMPLE 3
    Dans cet exemple, le gaz naturel, produit sur site dans les conditions de pression, température, débit et composition décrites dans l'exemple 1, est traité selon le procédé de l'invention décrit dans la Figure 3. Dans cet exemple encore, le solvant utilisé est le méthanol.
    Selon cet exemple, une part du gaz à traiter est envoyée dans la zone de contact G1 par le conduit 1. Comme précédemment, le gaz chargé en solvant après le contact, sort de G1 par le conduit 3. Il est mélangé au gaz by-passé exempt de solvant dans le conduit 18. L'ensemble du gaz est mélangé à la solution aqueuse chargée de solvant recyclée dans un mélangeur M22. Le mélange est envoyé au ballon séparateur B22.
    Deux phases sont issues du ballon séparateur B22 :
    • le gaz contenant le solvant, qui est envoyé par le conduit 23 à la l'échangeur de chaleur E1 ; et
    • la solution aqueuse de solvant partiellement appauvrie, qui est envoyée par le conduit 24 à la zone de contact G1.
    De par le premier contact entre le gaz et la solution riche en solvant dans le mélangeur M22, la concentration en solvant de la solution aqueuse est divisée par un facteur 3,5 par rapport à la solution circulant dans le conduit 9.
    Toutes choses étant égales par ailleurs, des performances identiques à celles décrites dans l'exemple 1 sont obtenues avec une colonne de contact G1 réduite. En effet, le contact de la solution aqueuse partiellement appauvrie en solvant par 31 % du gaz à traiter suffit à l'épuisement de la solution.
    Lorsque 69 % du gaz est by-passé, la concentration en méthanol de l'eau issue du contacteur par le conduit 4 est de 160 ppm en masse, comme dans l'exemple 1.
    L'épuisement de la solution est obtenu en utilisant une colonne d'un diamètre réduit de 21 % par rapport à l'exemple 1. Le poids d'acier lié à cette diminution de diamètre varie en proportion de cette réduction.
    Le volume de garnissage nécessaire est lui aussi conséquemment réduit, de 38 % ; en revanche, la hauteur de garnissage est identique à celle de l'exemple 1.
    La comparaison de l'exemple 1 selon l'art antérieur, d'une part, et des exemples 2 et 3 selon l'invention, d'autre part, met en évidence que le procédé selon l'invention permet une réduction significative de la section de la zone de contact, et, par là-même, de l'encombrement et du poids induits par cet équipement, ainsi que du volume de garnissage nécessaire à une opération de traitement de gaz.
    Le procédé selon l'invention offre comme avantage d'être moins coûteux en investissement que les procédés décrits dans l'art antérieur, de par la double réduction de la section du contacteur et du volume de garnissage nécessaires aux opérations.

    Claims (16)

    1. Procédé de traitement d'un gaz contenant du méthane, de l'eau et au moins un hydrocarbure supérieur au méthane, ledit procédé visant à débarrasser au moins en partie le gaz de l'eau et des hydrocarbures supérieurs au méthane, et étant caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes :
      a) on sépare le gaz à traiter en deux flux (1) et (2) ;
      b) on met en contact au moins ledit flux (2) dudit gaz avec une phase liquide recyclée renfermant à la fois de l'eau et un solvant,consistant en un composé organique non hydrocarbure, normalement liquide, autre que l'eau, au moins partiellement miscible à l'eau et distillable à une température inférieure à la température de distillation de l'eau, de manière à obtenir une phase liquide aqueuse appauvrie en solvant, par comparaison avec ladite phase liquide recyclée, et une phase gazeuse chargée en solvant ;
      c) on sépare la phase aqueuse appauvrie en solvant et la phase gazeuse chargée en solvant ;
      d) on met en contact ladite phase aqueuse appauvrie en solvant avec le flux (1) dudit gaz à traiter exempt de solvant dans une zone de contact, le solvant étant extrait de ladite phase aqueuse appauvrie par ledit gaz à traiter, une phase gazeuse riche en solvant et une phase liquide aqueuse régénérée étant issues de cette étape ;
      e) on mélange ladite phase gazeuse riche en solvant issue de l'étape (d) soit à la phase gazeuse chargée en solvant issue de l'étape (b), soit au flux de gaz (2) exempt de solvant de l'étape (a) ;
      f) on refroidit ladite phase gazeuse issue du mélange, de manière à la condenser partiellement en une phase aqueuse et une phase hydrocarbure, contenant toutes deux du solvant, et produisant le gaz traité, débarrassé au moins en partie de l'eau et des hydrocarbures supérieurs qu'il comprenait ;
      g) on sépare par décantation lesdites phase aqueuse et phase hydrocarbure issues de l'étape (f) ; et
      h) on recycle ladite phase aqueuse riche en solvant à l'étape (b).
    2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que, dans l'étape (a), la fraction de gaz présente dans le flux (2) est supérieure à celle présente dans le flux (1).
    3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que la phase gazeuse riche en solvant issue l'étape (d) est mélangée à la phase gazeuse riche en solvant issue de l'étape (b) du procédé.
    4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'à l'issue l'étape de contact (c), la totalité du gaz à traiter est mise en contact au cours de l'étape (b) avec la phase aqueuse recyclée riche en solvant.
    5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que, à l'issue des étapes de contact (b) et (d), un appoint de solvant est apporté à la phase gazeuse afin d'éviter les problèmes de formation d'hydrates liés à l'étape de refroidissement (f) et de compenser les pertes de solvant dans le gaz traité.
    6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que le solvant est choisi parmi le méthanol, l'éthanol, le propanol, le méthylpropyléther, l'éthylpropyléther, le dipropyléther, le méthyltertiobutyléther, le diméthoxyméthane, le diméthoxyéthane et le méthoxyéthanol.
    7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le solvant est le méthanol.
    8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que la phase aqueuse riche en solvant recyclée à l'étape (b) contient de 50 à 95 % poids de solvant.
    9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisé en ce que la température de la phase gazeuse à l'issue de l'étape (f) est comprise entre -15 et - 80°C, le gaz obtenu à l'issue de l'étape (f) étant débarrassé de la majeure partie du propane qu'il contenait à l'entrée du procédé.
    10. Procédé selon l'une des revendications 1 à 9, caractérisé en ce que la fraction de gaz traversant la zone de contact de l'étape (d) représente de 25 à 95 % du gaz à traiter.
    11. Procédé selon l'une des revendications 1 à 9, caractérisé en ce que la fraction de gaz traversant la zone de contact de l'étape (d) représente de 30 à 50 %du gaz à traiter.
    12. Procédé selon l'une des revendications 1 à 11, caractérisé en ce que l'on soumet la phase liquide hydrocarbure issue de l'étape (g) à une étape de stabilisation pour en éliminer les composés volatils.
    13. Procédé selon l'une des revendications 1 à 12, caractérisé en ce que l'on soumet la phase liquide hydrocarbure issue de l'étape (g) à une étape de lavage afin d'en récupérer le solvant.
    14. Procédé selon la revendication 13, caractérisé en ce que le lavage de la phase liquide hydrocarbure est réalisé avec la phase aqueuse régénérée issue de l'étape (d) sur laquelle un courant de purge est établi de manière à maintenir sensiblement constantes les quantités de solvant et d'eau présentes dans l'ensemble du circuit.
    15. Procédé selon la revendication 13, caractérisé en ce que l'étape de lavage de la phase hydrocarbure liquide est réalisée par la mise en oeuvre de mélangeurs décanteurs.
    16. Procédé selon la revendication 13, caractérisé en ce que l'étape de lavage de la phase hydrocarbure liquide est réalisée par contact dans une colonne.
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